中石油热采封隔器招标（中石油管道招标网）
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汽车坐坡器的用途和用法1
盐城通宇石油机械有限公司，专业生产厂家加壳回答你，希望采取
英文名称：打包机
中国名：压紧装置灵活
密封元件，并以封隔器和串和井眼之间各种尺寸的柱之间的环形空间隔离生产区，以控制生产（注）溶液中，保护壳井下工具。使用分层设计的油道打包机，免活塞套筒线路，油路被打开时生产工程打包机;坐封后，在平衡活塞上的压力，作出重新推高锥，剪脚;当闭合时，通过塑料管与套筒切重开销的摩擦，活塞向下设置，关闭油路。优点：减少了石油打包机堵漏施工过程中，可以方便地实现冷落定型喷雾作业，并能承受高压双向，使用寿命长。油共同杯封隔器是自密封的。其杯口直径大于所述套筒的内径，该套筒由杯和实现过盈配合密封封隔器，当下井，耐磨损和划痕杯，从而失去密封性。随着深入了解储层，稠油攻势在必行，同时也对井下封隔器提出了更高的要求。
分类的分类及型号编制方法：
自封，压缩，楔式，可扩展的，模块化
型号方法：
XXXX - X - X 分类编码代号打包机固定方式的方式的方式代码代码重新开放最大直径的钢体温度，压力
分级分类代码自封楔式压缩扩展的模块化
与分类代码ZYXK组合各种分类代码，表示代码
固定的固定名称尾气支持双向的方式卡瓦卡瓦悬挂固定锚瓷砖
码1 2 3 4 5
方式打包机打包机办法把列名提下的工具自封旋转柱的热液压打包机方式
码1 2 3 4 5 6
非密封信封的方式方法，把更何况液压钻孔和铣削刀具热
正在进行代码1重开的旋转列的列名2 3 4 5 6
工作温度：表示为摄氏度单位阿拉伯数字（ ℃）。
工作压力：用阿拉伯数字表示，省略到个位数，以兆帕（兆帕）。
本段
范围广泛应用于钻井，固井，测试，完井等作业。也可用于地下石油作业。
如使用套管外封隔封隔器套管和井眼之间的外环形区，形成永久性桥塞，以防止固井过程中由于水泥固化失重固井过程，以便形成油，气，水窜。
中国南海流花深水油田开发新技术
流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04合同区块，在香港东南方220km，海域平均水深305m。
流花11-1油田是中国海油和阿莫科东方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）联合开发的油田。流花11-1油田1987年1月发现，1993年3月在发现该油田6年后，政府主管部门正式批准了该油田总体开发方案，随即启动油田开发工程建设，于1995年5月投产，作业者是阿莫科公司。
流花11-1油田包括3个含油圈闭，即流花11-1、4-1和11-1东3个区块。流花11-1区块基本探明含油面积36.3km2，地质储量15378×104t，控制含油面积53.6km2，地质储量6426× 104t。流花4-1区块控制含油面积18.2km2，地质储量1753×104t。流花11-1东区块控制含油面积11.3km2，地质储量458×104t。全油田探明加控制含油面积为83.1km2，地质储量共计24015×104t，是迄今为止在中国南海发现的最大的油田。目前先投入开发的流花11-1区块，只是流花11-1油田的一部分。
要经济有效地开发这样一个大油田，面临着诸多技术上的难题：水深大、环境条件恶劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深浅。针对这些特点，经过中外双方技术人员共同努力，开拓创新，用全新的思维观念，采用了当今世界顶尖的高新技术，在工程开发过程中创造了“3个首次、7项一流”。
流花11-1油田设计开采年限12年，工程设施设计寿命为20年，批准投资预算65300万美元，实际投资决算62200万美元，比预算节约了3100万美元。
一、工程开发方案
流花11-1油田采用深水全海式开发方案。整个工程设施包括5部分：半潜式浮式生产系统（FPS）南海“挑战号”、浮式生产、储卸油装置（FPSO）南海“胜利号”、单点系泊系统、海底输油管线和水下井口系统（图12-1）。
图12-1 流花11-1油田工程设施图
二、设计条件
（一）环境条件
a．流花11-1油田作业海区除了冬季风、夏季强热带风暴（台风）的影响外，还有一种特殊的海况——内波流，它也是影响作业和系统选择的主要因素。1990年单井测试期间，曾发生过由内波流引起的几次拉断缆绳、船体碰撞，甚至拉断浮标或挤破漂浮软管的事故。
b．流花11-1油田环境参数见表12-1。
c．流花11-1油田“挑战号”FPS柔性立管设计参数见表12-2。
d．流花11-1油田“挑战号”浮式生产系统FPS设计环境参数见表12-3。
e．流花11-1油田“胜利号”FPSO方向性海况设计参数见表12-4。
表12-1 流花11-1油田环境参数
表12-2 “挑战号”FPS柔性立管设计参数（百年一遇）
表12-3 “挑战号”FPS浮式生产系统环境设计参数
表12-4 “胜利号”FPSO方向性海况设计参数
（二）流体性质
流花11-1油田属于高比重、高黏度、低含硫、低含蜡、低凝固点、低溶解气油比、欠饱和环烷基生物降解原油。地面原油的主要参数为：
相对密度：0.92～0.97；
黏度：50～162mPa.s；
含硫量：0.28%～0.41%；
含蜡量：0.43%～6.21%；
凝固点：－12～4.4℃；
饱和压力：0.91MPa；
原始溶解气油比：1.6～18.9m3/m3。
原油其他各项性能指标见表12-5。
表12-4 流花11-1油田原油的各项性能指标
续表
（三）其他设计参数
水下井口配套设备，包括压力仪表，其管路最大工作压力为15.5MPa(22401b/in2）；
单井高峰日产量：2384m3/d，含水范围0%～93%;
FPSO日处理能力：47670m3/d；
大气温度： 16.4～33.7℃；
水下作业温度： 11～31℃；
井液温度： 11～52℃。
所有的管路材料及计量和压力仪表应适于输送带硫化氢和二氧化碳的液体，内表层应进行化学防腐处理，外表层以油漆和牺牲阳极进行保护。
（四）延长测试
为了解决油田强大底水快速锥进，减缓水锥速度，更大程度地挖掘油田潜能，对油田长期产能作进一步分析，有效地提高采收率，在正式开发之前用了半年时间对3口井进行了延长测试。
a．流花11-1-3井为一口穿透油藏的直井，初始日产量363m3，综合含水20%,42d后日产量350m3，综合含水升至70%。
b．流花11-1-5井，为一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段达78%，初始日产量为1271m3，综合含水0%;51d后日产量降为874m3，综合含水升至51%，水锥上升速度较直井有明显改善。
c．流花11-1-6井为一口水平井，水平井段全部落入油层顶部渗透率最好的层段，初始日产量1907m3，综合含水为0%;120d后日产量为1017m3，综合含水为26%。与前2口井相比，采用水平井开采不但可以提高单井产量，还可以减缓底水水锥速度，是该油田最佳的开发方案。
三、南海“挑战号”浮式生产平台（FPS）
流花11-1油田海域水深将近310m，使用常规的导管架固定平台结构形式，仅导管架本身费用就高达10亿美元，而新造一座张力腿平台的费用估计要12亿美元。经过技术和经济上的论证和比较，最终采用了改造半潜式钻井平台方案，全部改造费用也不超过2亿美元。根据使用要求，改造后的浮式生产系统不但能抵御海区百年一遇的恶劣海况，还能满足钻井、完井、修井作业要求，并且能够安装、回收和维修水下井口设备，监视控制水下井口，为井底电潜泵提供悬挂月池和供给电力。根据台风极值具有方向性，东北方向的风、浪、流极值明显比西北方向大的特点，改变常规的8根或12根锚链对称系泊方式为非对称的11根锚链，还根据实际受力情况，使大部分锚链长度有所缩短。锚链直径φ127mm，单锚重量40t，是目前使用于海上商业性用途最大的船锚。锚泊力可以承受百年一遇强台风的袭击，将南海“挑战号”永久性地系泊在海底。
“挑战号”的设计使用寿命是20年。
1993年7月购进改造用的半潜式钻井平台，经过22个月改造设计和船厂施工，于1995年4月系泊到油田预定位置。
“挑战号”还配有2台ROV遥控机器人支持作业，通过25根水下电缆向井口供电。生活模块可容纳130人居住。
四、浮式生产储卸油轮（FPSO）和单点系泊系统
（一）南海“胜利号”浮式生产储卸油轮（FPSO）
南海“胜利号”是由一艘14万吨级的旧油轮改装的，该油轮型长280m，型宽44m，型深23m，吃水17m。改装后的油轮具有发电、原油净化处理、原油储存和卸油功能。高峰日处理液量为4.77×104m3，日产油量1.03×104m3，可储存原油72万桶。针对流花11-1油田原油黏稠特点，原油处理流程采用了世界先进的电脱盐/脱水二合一新技术，即在一个设备内，分步完成原油脱盐和脱水。海上油田使用这项新技术在世界上也属首次，不但节省了大量的空间，还节约了上百万美元的工程费用。
“胜利号”生活楼模块可容纳85人居住。储存的合格原油经串靠的穿梭油轮外运销售。
（二）“胜利号”单点系泊系统
“胜利号”浮式生产储卸油系统（FPSO）采用永久式内转塔单点系泊系统。单点用锚链固定于海底，通过油轮船体前部空洞内的转塔机构与船体相连，油轮可绕单点作360°的旋转。这种结构形式在国内是首次采用，在深水情况下比固定塔架式系泊结构要经济得多。设计环境条件采用百年一遇极端海况，用10条Φ114.3mm锚链系泊。根据环境条件各个方向极值的差别，适当调整锚链长度。该单点系泊系统为永久不可解脱式，最大系泊力为600t。
五、水下生产系统
（一）水下井口系统的选型
a．分散水下井口生产系统，适用于作业海区海流流向沿深度分布基本一致并相对稳定的情况。水下井口之间可通过柔性管线相连或与总管汇相连，也可直接与油轮相连，这种水下井口系统的优点是已有一定经验，井口和表层套管的定位精度要求低。其缺点是，水下井口之间的软管与特种液压接头的成本及安装费用高，海流方向不稳定时易引起软管的缠绕，造成软管和接头部位损坏，单井修井会影响其他井生产，且施工安装海况要求高、时间长。
b．集中水下井口生产系统，适用于各种海流条件，井口导向底座之间用钢质跨接管相连成一整体。这种结构形式以前还从未采用过，缺乏经验和现成的配套技术及设备，井口和表层套管的定位精度要求高。另一方面，这种结构形式的优点是钢性跨接管接头成本远低于柔性软管和液压接头，只相当于后者约1/3。单井修井作业不影响其他井正常生产，相对独立的软管可以单独安装和回收，且运动范围小，不会发生软管的摩擦和缠绕，钢性跨接管的测量、安装和回收作业可与其他作业同时进行，且不需动用其他船只，在较恶劣海况下照常作业，效率高。通过全面研究对比，最终选用了集中水下井口生产系统。
（二）水下井口系统的主要结构和复装顺序
集中水下井口生产系统被称为“组块搭接式控制体系”，是流花11-1油田工程创新最多的体系，首创的新技术包括：集液中枢管汇；钢制井口间跨接管；湿式电接头在海上平台的应用；浮式生产平台支持的悬链式柔性立管系统；水下生产液压控制系统；遥控水下作业机器人ROV；新型海底管道固定底座及钢制长跨接管；水下卧式采油树。
水下井口设备分三大块安装，先将导向生产底座（PGFB）锁紧在762mm的表层套管头上，用钢制跨接管将PGFB下部集输管线接头连接起来，从而将独立的水下井口连成一体，形成复线的封闭回路，再将水下采油树锁紧在476mm的井口头上，将采油树出油管线接头与生产底座上的阀门相连，最后将采油树帽连同电潜泵电缆一起盖在采油树上，电潜泵的电路被接通，原油经采油树出口进入PCFB下部集输管汇内，汇集到中枢管汇，再从中枢管汇通过钢制长跨接管进入海底输油管道，输往南海“挑战号”进行处理。
（三）水下井口设备的功能
1．中枢管汇
中枢管汇组块长21.3m，宽2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生产管线和1根203.2mm测试管线组成，分别与2条342.9mm(13.5in）海底输油管线和1条152.4mm的海底测试管线对应。每根管线引入6个接头，其中4个接头与井口采油树的4个翼阀相接，1个接头与海底管线相接，1个接头用作管线间的转换阀。安装时用平台吊机将中枢管汇吊起扶正，接近转台，再用钻机大钩穿过月池安放到海底。中枢管汇还作为液压盘的基础，主控室的液压信号通过分配盘传递到各采油树上。
2．永久生产导向底座PGFB
与常规的永久导向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有导向和作基础功能外，还具有集液功能。底座下部设计了2条304.8mm集液管，从采油树出来的原油经生产阀进入集液管。底座的导向杆也经过改进，可以回收多次利用。
3．卧式水下采油树
为了适应水下无人工潜水作业，这种采油树帽将所有阀门设计在水平方向并由水下机器人操作。16个不同性能的球阀阀门的开关集中设在便于遥控机器人ROV操作的一块操作盘上，可用机器人操作这些开关，来控制生产阀、环空阀、安全阀、化学药剂注入阀等。这些阀门也可由平台液压控制开启和关闭，在应急情况下安全阀可自动关闭。
4．水下采油树帽
采油树帽盖在采油树顶部，帽内侧固定湿式电接头（WMEC）插座，外侧法兰盘内是干式电接头（DMEC）插头，干式电接头被固定在IWPC终端法兰盘内，在平台上先接好干式电接头法兰。考虑到恶劣的环境条件可能对IWPC拉扯造成采油树的破坏，在IWPC一端设计了一种安全破断法兰，在荷载尚未达到破坏采油树之前，破断法兰的螺栓首先破断，使IWPC与采油树帽脱离。
5．采油树及采油树帽的安装
安装作业所使用的工具是一种多功能完井、修井工具（URT）。这种工具经4条导向缆坐在采油树上，整套系统由液压控制，能自动对中，调整高度，平缓而高效，不但能安装采油树和采油树帽，还能回收采油树帽，暂时停放在PGFB上，进行油管塞密封压力和湿式电接头电路测试，省去了将采油树帽和IWPC收回到平台测试再安装的复杂作业。这种工具的下部为一长方形框架结构，4根用作导向的漏斗柱体间距与采油树导向漏斗完全相同，1根中心杆，通过液压控制，可平缓移动。
6．水下遥控机器人（ROV)
2台机器人都是根据流花11-1油田的使用要求设计制造的，一台为永久式，在平台上作业；另一台为移动式，能移到工作船上进行潜水作业。2台机器人的功率均为73.5kW (100HP）,6个推进器，6架摄像机（其中1架为可调焦，1架为笔式装在机械手上），能在2浬的海流中拖着183m的脐带作业，配备有多功能的模块——MFPT。ROV配备有下列模块：旋转工具模块、机械手插入式液压推进器、自动对中伸缩液压驱动器、辅助作业工具、柔性工作绳剪断器、电缆截断器、电缆抓紧器、低压冲洗枪、黄油注入工具、定位伸缩吸盘、液压圆锯、1只7功能Schilling机械手、1只5功能Schilling大力机械手和拔插销功能等。由于设计时考虑了各种作业工况的要求，并事先进行了模型试验，因此，在实际作业过程中性能良好，一直保持着非常高的作业效率。
7．海底管线连接固定基座（TIB）
海底管线连接固定基座（TIB）是一个将海底管线与水下井口连接在一起的装置。它的一侧通过3根长为22.9m、17.4m和11.3m的钢制长连接管与水下井口中枢管汇相连，另一侧与3条海底管线相接。海底管线连接固定基座（TIB）由浮式生产平台安装，TIB与3条海底管线的连接则由一套无潜水软管连接系统（DFCS）完成。DFCS由1台ROV携带下水，当海底管线下放到接近目标位置时，另1台 ROV将从 DFCS上引出一条钢丝绳，将钢丝绳端的QOV卸扣挂在海底管线连接头的吊点上，拉紧钢丝绳，使海管接口顺导向槽逐渐贴近TIB上的接口，由ROV将液压驱动器插头插进接头锁紧孔锁紧接头，密封试压合格后，松掉接头上的ROV卸扣，便完成安装作业。
六、海底输油管线
流花11-1油田海底管线包括3部分内容。
1．生产管线
数量：2根；
直径：131/2”；
输送介质：油水混合液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的海管立管基座到“胜利号”浮式生产、储卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
2．计量管线
数量：1根；
直径：6”；
输送介质：油水混合液体，单井计量或应急情况下代替生产管线；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的立管基座到“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
3．立管
数量：生产立管2根，计量立管1根；
直径：生产立管131/2”，计量立管6”；
输送介质：液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座到上面的转塔式单点。
七、水平井钻井技术
（一）井眼轨迹的设计
该油田特点是面积大、油层埋藏深度浅，从泥面到油藏顶面的垂直距离只有914m。受油藏埋深限制，平台钻水平井的最大控制半径约为3km。为保证电潜泵能在无横向扭矩条件下运转，水平井井眼轨迹设计分为2个造斜井段，在2个造斜井段之间设计了一段稳斜井段，将电潜泵下入到稳斜井段中。为防止电潜泵下入时受到损坏，第一个造斜井段的造斜率不得超过7°/30m。20口水平井设计的水平井段均处在厚度约为6.8m孔隙度最好的B1层，水平段长度为800m，总水平位移约为910～2590m。
（二）钻井技术和特点
a．首先使用随钻下套管的新工艺安装套管，成功地完成了25根导管安装作业。安装作业时间总计14.4d，平均单井安装时间14.8h，与常规方法相比较节约时间36d。
b．采用成批钻井方法，对444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分别采用成批作业方式。444.5mm井段测量深度650m，平均单井完成时间1.5d;311.2mm+215.9mm井段测量深度2040～3048m，平均单井完成时间10.8d。成批钻井作业方法的应用大大加快了钻井作业的速度。
c．钻井液使用PHPA水基泥浆体系和海水（加Xanvis泥浆）钻造斜段和水平段，降低了泥浆成本，提高了钻井速度，减少了对油层的污染，保护了环境。
d．导向钻井技术采用先进的水平井设计技术和GST(GeosteeringTool）井下导向钻井工具，随时掌握钻井状态和监测钻遇地层，及时确定目的层的深度和调整井眼轨迹，不但加快了钻井进度，还使水平井准确落入厚度仅为6.8m的B1目标层位的比例达到91%。
（三）主要钻井指标
油田投产前，钻井作业除成批安装25套762mm(30in）导管外，共钻井17口，完井12口，总进尺28207m，总天数180d，平均测量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目标层位的比例为91%，单井作业周期13d，单井费用196万美元。
八、完井管柱
1．油管挂
完井管柱的安装是通过油管挂安装工具（THRT）起下油管挂来完成的。油管挂经导向槽导向着陆，再锁紧在采油树内的密封布芯内。
2．湿式电接头（WMEC）
湿式电接头（WMEC）是电潜泵井下电缆的终端，通过招标选用国外标准化产品，其插头固定在油管挂中，插座固定在采油树帽中，在盖上采油树帽时，套筒形的插座随采油树帽一起套在油管挂插头上，在海水中对接即可通电，且保证不会漏电，无需再专门进行安装。插头咬合部分类似于普通的三相插头，整个套筒插座长约50cm，直径约8cm。
为保险起见，用电绝缘液冲洗采油树帽与油管挂之间的空间，再用氮气将电绝缘液挤出，以保证湿式电接头（WMEC）不会因长时间在变高压和变频强电流工作状态下，工作产生高热量导致采油树帽热膨胀而损坏。
湿式电接头的工作参数为：电压5kV，电流125A，频率60Hz。
3．电潜泵
由于流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底压力低以及后期含水上升快等特点，因此选用加电潜泵采油工艺。所选用的电潜泵是Reda公司提供的562系列电潜泵总成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。为电潜泵供电的水下电缆下端与采油树帽相连，上端悬挂在FPS下层甲板上，与电潜泵控制室中的变频器相连。单井生产阀和安全阀的开关由FPS上的液压系统直接控制，采油树上的液压接头通过水下控制软管与水下中枢管汇液压分配盘相连，而液压分配盘通过液压控制缆与FPS中控室相接。
4．水下坐封式生产封隔器
由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4个通道，包括地层液流动通道、ESP电缆穿越器、化学药剂注入管线和备用管线通道。它的主要特点是可以再次坐封，采用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更换封隔器，从而节约了修井时间和费用。
美国页岩气开采技术和中国的区别？
观点摘要：
我国石油对外依存度已超过70%，能源安全隐患重重。
历史上美国石油对外依存度也曾超过70%，但得益于页岩革命，现已成为全球第一大产油国。
美国涉及页岩油气生产各环节的企业超过8000家，其中7900家以上是中小企业。众多的美国民间油气企业，最终保证了美国的能源安全。
中国的页岩油气储量居全球第一，但我国参与国内页岩油气开发的企业只有不到20家，投入主体是以三大油自主投入为主，投资来源单一，投资资源受限，投资达不到美国页岩气勘探开发投资额的10%，目前中国勘探开发规模大大落后于美国是必然的。
由于中国三大油之外的企业无法在中国拿到油气开发区块，已经有上百家各类中国企业，选择投资于美国、加拿大的油气开发活动，参与保证了美国的能源安全，这是我们国家的痛。
页岩油气开发技术已为中国公司所掌握，早已不存在技术瓶颈，页岩气开发的经济性也得到印证。中国远远高于美国的天然气价格，更能保证页岩气开发的经济性。
强烈建议把三桶油的产权清晰的工程服务公司，直接收缴国资委直管或者委托其他央企管理，改变老子和儿子一家人自给自足的小农经济模式，形成三家油田工程技术服务公司，面对所有中国油气开发公司服务的市场竞争结构，锤炼具有国际竞争力的工程技术服务公司。
开放两桶油占据的区块资源，突破所谓无法分层开发，油田几十年前是我的，谁也不要想在我的地盘上钻探页岩气的垄断思维，实现常规油层和页岩油气层的分层、分主体开发。分层、分主体开发在国外极其常见，谁也不应该以无法实现分层、分主体开发，误导国家管理部门。
中国有资源、有技术、有成功的开发和运营经验，我国页岩油气未能爆发的原因是中国的三大油和他们的几个与地方能投组建的合资公司的体制和资源无法与美国的众多的狮群、狼群、野狗群相比，仅靠三大油不可能实现中国的页岩气革命，逐年递增的油气对外依存度和目前面临的能源威胁已经证明，仅靠三大油保证中国的能源安全是导致目前能源危机的谬论。
开放页岩油气开发市场，既能分散国家投资压力，又能引导投资流向回报见效快且具备战略意义的油气勘探开发，减少投资于规模大、回报低、回收慢的基础设施建设，实现总理期望的“避免大水漫灌”。
开放市场竞争并不意味着“国退民进”，也不会有损两大油的利益，因为油气市场是个增量市场而非固定规模的市场，新进入的国企和民企并不是要和原先的中石油中石化抢夺现有的一亩地上的收成，而是要和中石油中石化一起，共同把现有的一亩地扩大成成千上万亩。开放市场也不会导致原先国企员工的失业，反而会扩大油气行业总就业人数，国企中具备丰富经验的从业人员将拥有更多的就业选择。
正文：
中国石油70%要依赖进口，天然气进口随着液化天然气（LNG）进口设施的建成，也将大幅度提高，能源安全隐患重重。
作为全球第二大经济体，我国是石油天然气进口大国，《BP世界能源统计年鉴2018》显示，2017年，我国能源消费增长3.1%，仍然是世界上最大的能源消费国，占全球能源消费量的23.2%和全球能源消费增长的33.6%，我国化石能源消费增长主要由天然气（+15%）和石油(+3.9%)引领，我国石油产量下降15.3万桶/日，石油对外依存度上升至68%，为历史最高值，时至今日，中国石油对外依存度已超过70%。
（数据来源：国家统计局，中国石油集团经济技术研究院）
我国石油对外依存度逐年上升，1993年成为原油净进口国，当年的对外依存度为6%。在随后几年中保持缓慢增长，一直处于小于10%的低位;随着经济发展，我国逐渐成为石油消费大国，1997年原油对外依存度上升到近20%，比1996年整整高了10个百分点;2004年是世界石油价格大涨的一年，也是中国石油进口再次大幅增加的一年，这一年石油进口量达12272.4万吨，首次突破1亿大关，进口依存度也比2003年提高了10个百分点，高达44%;2008年，中国原油对外依存度达到49%的“警戒线”;2009年，中国对外依存度首次突破50%，达51.3%，随后对外依存度数值不断创新高;2011年8月，工信部表示，2011年上半年我国原油对外依存度达55.2%，已超越美国(53.5%)。
（数据来源：国家统计局）
我国对外依存度不断创纪录的现实是中国能源产量的每况愈下，从2015年12月到2018年8月，中国月均产量同比增长基本都处于负值——下一个月的产量都比上一个月的少，一月不如一月，一年不如一年。在可预见的未来，我国如果不改变原油产量持续下滑的趋势，对外依存度将持续高升。
仅近三年，我国原油对外依存度就已经从“首破60%”逼近70%大关。根据中国石油经济技术研究院今年1月份发布的《2017年国内外油气行业发展报告》称，2018年，我国原油对外依存度将突破70%，能源安全问题已经不容忽视，油气战一旦爆发，中国将面临重大灾难：
1、受制于油气输出国被美国影响而限制对中国的油气出口和运输通道受阻的重大威胁。正如最近媒体报道的，受到美国的影响，一些国家表示不再购买伊朗原油，证明了美国对一些国家的影响力。油气运输通道更是美国强大军事能力容易控制的，一旦运输通道不畅，国内巨大的需求无法维系。非常不幸，据路透社10月5日报道，招商局能源运输股份有限公司总经理谢春林表示，在中美贸易冲突背景下，美国对华石油供应完全停止。根据俄罗斯卫星社的报道，中国也停止向美国购买液化天然气。
2、随时面临油气生产第一大国美国推高油气价格的威胁，一旦美国推高油气价格，中国将付出更高的成本，威胁中国的贸易顺差和综合国力。
随着美国成为全球最大油气生产国，全球能源格局发生了深刻变化。一旦美国发动油气战，利用自身产量优势以及全球影响力操纵油气价格，将对中国经济产生巨大影响，这些影响包括但不限于我国进口油气的成本、贸易顺差、外汇储备等。以2018年为例，根据中国海关总署公布的统计数据显示，我国8月份日均进口原油904万桶，也就是说，假如我国进口的桶油价格每上涨1美元，每天就要多花费904万美元。根据中国海关总署的统计数据，2018年1至8月份，我国原油进口量为29919万吨，同比增长6.5%，原油进口金额为1518.87亿美元，同比却增长达43.1%。即使后续几个月维持这一水平不再增长，2018年我国原油进口额也将达到2279.83亿美元，按照目前汇率换算成人民币将达15657.87亿元。更何况，我国的原油进口额一直呈上升趋势，人民币兑美元汇率也存在波动风险，我国未来原油进口量和进口金额将继续大幅增加，国家能源安全问题的解决刻不容缓。
美国一举成为全球最大原油生产国
美国能源信息署(EIA)9月18日发布的最新短期能源展望报告显示，美国8月日均原油产量达1090万桶，自1999年2月以来首次超过俄罗斯和沙特阿拉伯成为全球最大的原油生产国。
随着技术改善，页岩油开采的成本不断降低，德克萨斯州成为美国页岩油兴起的中心。更具体地说，德州二叠纪盆地成为美国原油生产的明星区域。据CNN报道，德州的原油产量有望超过伊朗或伊拉克整个国家的产量，德州最大的港口区近期出口的原油也超过了进口量。据EIA最新的钻井生产率报告称，8月二叠纪盆地的平均日产量为338.7万桶，9月预计将升至342万桶。而8月份，美国页岩油的日产量达到743万桶/天，9月份将贡献752.2万桶/天，页岩油在总原油产量的占比进一步提高。
（数据来源：EIA）
8月份，美国特朗普政府发布重大新政策声明称，对美国而言，节约石油已不再具有经济必要性。美国能源部认为，美国10年前开始的水力压裂技术革命，使“美国有了更多选择以及在使用原油资源时顾虑更少”。
2006年，美国原油对外依存度也曾达到过70%。但随着美国成功的实施了能源独立政策，从油气净进口国一举转变为天然气出口国，并大幅减少了石油进口，原油对外依存度降到了15%以内。不但实现了能源独立，能源更成为其对内对外强有力的政策工具。
（数据来源：EIA）
（数据来源：EIA）
从页岩气开采技术的发明到勘探、开发投入，美国中小企业为主力军。《华尔街日报》资深专栏作家格雷戈里·祖克曼的《页岩革命》一书讲述了几个被认为极度投机和疯狂的企业主，如何靠着近乎偏执的创业精神和技术创新，为美国带来页岩油气开采的革命性技术。页岩油气开采能够在美国率先实现商业化，依靠的不是壳牌、埃克森美孚这样的巨头，而是三个运营中小石油公司的企业主，他们抵抗住了股东压力，几乎把整个公司的利润都压上，却带来了20年来最大的能源变革。美国页岩革命的成功则得益于强大的市场机制。目前的美国油气行业，拥有大批具有创新能力的中小型油气企业，拥有竞争性的油田服务及设备行业，拥有良好的能源基础设施，拥有透明和可信赖的监管环境，地质数据公开透明，油气资源自由定价。根据中化集团经济技术研究中心的统计，目前美国涉及页岩油气生产各环节的企业超过8000家，其中7900家以上是中小企业。事实上，是众多的美国民间油气企业，最终保证了美国的能源安全。
由于中国三大油之外的企业无法在中国拿到油气开发区块，已经有上百家各类中国企业，选择投资于美国、加拿大等国的油气开发活动，参与保证了美国的能源安全，这是我们国家的痛。美国页岩油气革命的成功，功在中小企业，这其中也不乏远渡重洋的中国国有和民营企业，比如中化石油、李嘉诚的Husky、厚朴基金、新潮能源、海默科技、美都能源、兰德石油、青岛金王、杰瑞股份等。美国能源信息署2015年的数据显示，中国企业在美国页岩油气行业的总投资，占到美国页岩油气吸引的海外投资的20%。
中国页岩气勘探开发投资单一，与美国页岩气勘探开发投资的差距巨大，页岩气勘探开发规模大大落后于美国是必然的。美国充分竞争的开放的市场机制，使页岩油行业不仅吸引了华尔街的大量投资、民间投资、也吸引了大量国外投资。页岩油气开采是资金密集型行业，需要持续不断的资金注入。在2011年，页岩产业并购案总额超过465亿美元，成为华尔街投行赚钱最多的业务之一。换句话说，开放市场，吸引投资，进行市场化操作，才可能推动页岩油气的发展。然而，目前中国油气上游勘探开发市场实行的是资质管理基础上的备案制，拥有常规油气勘探资质的主要是中国石油、中国石化、中国海油和陕西延长石油(集团)公司4家国有石油公司，而中海油基本没有介入中国的页岩气开发。其他几家页岩气所在区域的地方国有公司，只能通过与这4家公司合作的方式获得油气勘探开发权。2011年12月，国土资源部出台30号公告，批准页岩气为新的独立矿种。2012年，第二轮页岩气矿权开始公开招标，创新了油气矿权的转让形式。直到2015年7月，才经国务院同意，国土资源部在新疆6个油气勘查区块实行油气勘查开采招标试点工作，包括国有石油企业、地方能源公司、民营石油化工相关企业在内的13家企业参与竞标。但后续改革陷入停滞，民营企业处于长期的期待和观望中。全国利于勘探开发的地区几乎全部被三大油瓜分而固定化。正如前文所述，美国涉足页岩油气生产各环节的企业超过8000家，而根据国内媒体统计，我国参与国内页岩油气开发的企业只有不到20家。土地、资源被固化，又无法调动社会资金支持，必然无法形成页岩油气的大规模商业化的开采。我国页岩气开发投入主体是以三大油自主投入为主，投资来源单一，投资资源受限，投资达不到美国页岩气勘探开发投资额的10%，目前中国勘探开发规模大大落后于美国是必然的。
（数据来源：Energy Policy Forum，Zion Research）
中国页岩气储量世界第一，国内外公认
世界能源研究所(WRI)曾有研究表明，中国页岩气储量高达30万亿立方米以上，居世界第一，几乎是美国的两倍;国家能源局2016年9月份发布的《页岩气发展规划(2016—2020年)》称，根据2015年国土资源部资源评价最新结果，全国页岩气技术可采资源量21.8万亿立方米;今年5月份，联合国贸易和发展会议一份最新的报告显示，全球可开采的页岩气总储量预计达到214.5万亿立方米，中国排名世界第一，达31.6万亿立方米，阿根廷、阿尔及利亚、美国和加拿大分别排名二至五名。报告认为，中国在页岩气储量方面大幅领先其他各国，具有深厚的开采潜力。不同的研究得到的资源量值肯定会存在差别，但整体结论是一致的：中国页岩油气资源量丰富。有人说中国没有那么多的可采储量的页岩气是缺乏依据的，我们勘探开发投资太小，发现的可采储量少是符合规律的，假如我们同样有8000家油公司投入勘探开发，谁又敢说不会有比美国更多的油气可采储量呢?中国到底有没有高于或者等同于美国的页岩气储量，需要开放市场，由勘探开发活动来证明。
页岩油气开发技术已为中国公司掌握，早已不存在技术瓶颈，页岩气开发的经济性也得到印证。美国页岩油气的开发依靠的是水平钻井和水力压裂两大技术。中国水平钻井和分段压裂两大技术系列仅次于美国，整体上居于国际先进水平，杰瑞生产的压裂设备、连续油管，采油树、压裂树等井口设备早已成功应用于包含美国在内的所有页岩油气开发过程。国内中石油、中石化以及部分民营油服公司也早已在国内页岩区块上成功实施水平钻井和分段压裂，积累了丰富的经验。2016年1月，四川长宁—威远国家级页岩气产业示范区的页岩气日产量超既定目标，标志着中石油首个国家级页岩气示范区建成。中石油与四川能源投资集团等成立的国内首家企地合资的页岩气勘探开发公司——四川长宁天然气开发有限责任公司，在2016年实现税后净利润近3.5亿元，全部投产井的内部收益率达到13.86%。截至2016年底，中石油长宁—威远、昭通两个国家级页岩气示范区已建成配套产能30亿立方米，2016年产量超过28亿立方米。中石化方面，截至2018年9月11日，涪陵页岩气今年销量超过40亿立方米，较集团公司下达计划指标多1376万立方米。8月，涪陵页岩气田产气量创今年以来月度最高水平，平均日产量达到1640万立方米。中石油、中石化在美国页岩气爆发的十年间，也在中国实现了页岩油气开发的突破，却无法推动页岩气的革命，无法促使页岩气在中国的真正爆发。
中国页岩气开采的成本必然高的论断并不准确。由于中国页岩气储层埋藏深、断层多、且大多在山区，中国页岩气勘探开发的成本比美国高是必然的，这是两大油普遍的说法。的确，上述不利条件带来成本的提高是事实。但中国也有比美国更有利于降低成本的条件，比如：中国的油气资源是国家免费登记的，而美国需要从地主手里买;中国有页岩气开发补贴;中国石油从业者的收入远低于美国;中国的油气设备、设施相对比美国更便宜等。到底是否必然会比美国勘探开发成本高，需要深入比较和论证。可以肯定的是中石油、中石化的体制会导致页岩气开发成本高，举一个没有争议的例子，中石油、中石化的某位员工如果天天不干事，也没有人会开除他，他的收入也和干事的人差不了多少，更不要提前几年一位石油界专家所说的中石油的人均效能是壳牌的十二分之一的说法。
中国天然气价格远高于美国，更能保证页岩气开发的经济性。2017年9月起，全国各地执行新发布的非居民用天然气基准门站价格，均价为1.71元/立方米，换算为热值如下表：
（数据来源：国家发改委）
（数据来源：EIA）
由上图对比可知，2017年我国的平均气价是美国的近3倍，而2018年美国气价持续走低，我国气价却在飙升。处于高位的气价一方面增加了国内企业的工业成本，但另一方面也为国内常规和非常规天然气开发提供了广阔的利润空间。
鼓励投资于页岩油气勘探开发，符合总理所讲的选择性投资，是避免大水漫灌的重要选择。页岩油气勘探开发投资会实实在在更加显而易见的带来投资回报，威远、焦石坝部分开发井的投入一年就能收回，经济性已经得到了验证。根据中石油西南油气田的数据，其全部投产井内部收益率10.75%，各区块均高于行业基准值，其中长宁区块的内部收益率已经达到17.61%。开放页岩气勘探开发投资许可，引入各种类型的投资，促使在中国实现页岩油气的革命，是优于投资基础设施拉动经济增长的更好选择。
如何实现中国能源的真正安全?开放市场、鼓励竞争是实现能源独立的不二选择。
鼓励民营企业和三大油之外的国企进入油气开发领域。继续加大力度开放油气开发许可，鼓励投资页岩油气，实现国有、民间、基金都来投资页岩气的局面，分散国家投资压力。
开放两桶油占据的区块资源，突破所谓无法分层开发，油田几十年前是我的，谁也不要想在我的地盘上钻探页岩气的垄断思维，实现常规油层和页岩油气层的分层、分主体开发，分层、分主体开发在国外及其常见，谁也不应该以无法实现分层、分主体开发，误导国家管理部门。开放三大油的工程服务市场和装备制造市场。中石油的一把火烧了四台半内部企业制造的问题压裂车，即使如此中石油照样不开放压裂车采购市场，这种牺牲国家利益的垄断和保护，同样也损害内部企业自身的利益。
把产权清晰的三大油的工程技术服务公司，划归国资委直接管理或者其他央企管理，形成工程技术服务公司，培育围绕不同油气开发公司的服务竞争，提高服务质量，降低工程成本。中国的油气工程技术服务公司中，除了“走出去”参与到国际竞争中的之外，其他没有参与到国际竞争中的公司的国际地位大都属于三流。很可惜想当年中石油、中石化没有坚持沿着朱镕基总理推动的石油内部勘探开发公司和工程技术服务公司分离的正确道路走下去，2004年国内勘探开发公司和工程技术服务公司的合并，浇灭了工程技术公司刚刚培育的朝气和活力。强烈建议把三桶油的产权清晰的工程服务公司，直接收缴国资委直管或者委托其他央企管理。这些工程公司都已经上市，产权不存在不清，这些服务公司划出三桶油，会改变老子和儿子一家人自给自足的小农经济模式，形成三家油田工程技术服务公司，面对所有中国油气开发公司服务的市场竞争结构，锤炼具有国际竞争力的工程技术服务公司。民营工程技术企业正在国际油服市场上杀出一条血路。中国钻井公司中的中曼石油、海隆石油在伊拉克等国家展示了中国公司的效率。杰瑞能服、安东石油在中东和俄罗斯展示了油田完井、连管作业和水力压裂的综合能力。惠博普和杰瑞工程的国际EPC竞争能力也在国外得到了证明。
开放市场不会引起国企人员的大规模不稳定
开放市场竞争并不意味着“国退民进”，因为油气市场是个增量市场，随着投资的增加、技术的进步以及勘探开发工作的不断深入，会有越来越多的储量被发现、被开采并实现商业化，市场规模将不断扩大。开放市场竞争只会让各种性质的企业共同把产业做大，而不是简单意义上的互相争夺市场。此外，国内油气行业从业人员的数量是有限的，油气行业对人员素质的要求也是普遍偏高的。开放市场不仅不会导致原先国企员工的失业，反而会提高油气行业对专业人员的需求，扩大油气行业总就业人数。原先国企的从业人员更加专业，具备更加丰富的经验，他们在行业内的受欢迎度也将大大提高，这些具备丰富经验的从业人员将拥有更多的就业选择。
如上所述，中国有资源、有技术、有成功的开发和运营经验，我国页岩油气未能爆发的原因是中国的三大油和他们的几个与地方能投组建的合资公司的体制和资源无法与美国的众多的狮群、狼群、野狗群相比，仅靠三大油不可能实现中国的页岩气革命，逐年递增的油气对外依存度和目前面临的能源威胁已经证明，仅靠三大油保证中国的能源安全是导致目前能源危机的谬论。尤为重要的是开放页岩油气开发市场，既能分散国家投资压力，又能引导投资流向回报见效快且具备战略意义的油气勘探开发，减少投资于规模大、回报低、回收慢的基础设施建设，实现总理期望的“避免大水漫灌”。
开放市场、鼓励竞争、百舸争流，是实现我国能源安全的不二选择，不要使中国企业远渡重洋，去保证美国的能源安全。正如中国科学院院士、中石化石油勘探开发研究院院长金之钧所言：“要想大规模开发页岩气，当务之急是建立多种投资主体的合作开发机制，借助油气体制改革，国企、民企、外资能够联合进入，这才是最关键的。”
